JPH0586379A - Process for transportation and treatment of natural gas and apparatus therefor - Google Patents
Process for transportation and treatment of natural gas and apparatus thereforInfo
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Abstract
Description
【発明の詳細な説明】Detailed Description of the Invention
【０００１】[0001]
【産業上の利用分野】本発明は、天然ガスの輸送および
処理のための、腐食および／または水和物形成の防止添
加剤の使用および再生のための方法および装置に関す
る。FIELD OF THE INVENTION The present invention relates to a method and a device for the use and regeneration of corrosion and / or hydrate formation preventing additives for the transport and processing of natural gas.
【０００２】[0002]
【従来技術および解決すべき課題】苛酷な地域、すなわ
ち海中、または地上の遠い、あるいはほとんど近付くこ
とができない地域での天然ガスの生産の場合、生産会社
は種々の井戸で生産され、かつ収集されることがあるガ
スを、最少限の転換および／または予備処理後で中央処
理調節現場に送って、投資および開発コストを最少限に
しようとする。この結果、処理現場までの天然ガス油送
管によるガスの輸送が、支障無く行なわれることができ
るように、生産現場での操作を、絶対に必要であること
だけに減らすことになる。実際、天然ガスのいくつかの
成分、すなわち水および酸性ガス（ＣＯ２、Ｈ２Ｓ）に
は、特別な注意が必要である。BACKGROUND OF THE INVENTION In the case of natural gas production in harsh areas, i.e. in the sea, or in areas far away or almost inaccessible above the ground, production companies produce and collect in various wells. Attempts to minimize the investment and development costs by sending the potentially volatile gas to the central process control site after minimal conversion and / or pretreatment. As a result, the operation at the production site is reduced to what is absolutely necessary so that the transportation of the gas by the natural gas oil pipe to the processing site can be performed without any hindrance. In fact, some components of natural gas, namely water and acid gases (CO 2 , H 2 S), require special attention.
【０００３】地層中に水が存在するので、天然ガスは生
産温度で水飽和している。輸送中に、ガスは一般に温度
低下に付され、これは水の一部の凝縮を生じるが、この
温度低下はまた、ある条件下で水和物の結晶の形成をも
生じうる。これらの水和物の結晶は、水分子によって形
成された微結晶構造中の炭化水素分子の包接化合物であ
り、これらは明らかに０o Ｃ以上の温度で形成される。
ところで、天然ガス油送管内の水和物の形成は、目詰ま
りおよび生産停止を引起こすこともある。これを防ぐた
めに、輸送前にガスを脱水するか、あるいはガス中に水
和物形成の防止剤、例えばメタノールまたはエチレング
リコールを注入することが必要である。一番目の場合、
ガスは、一般に、水露点を輸送に課される値に調節する
ために、洗浄装置内でグリコールによって処理される。
輸送は単相条件で実施される。二番目の場合、防止剤
は、井戸の頂部の直ぐ後でガス中に導入される。輸送は
少なくとも一部、二相条件下で実施される。Natural gas is water saturated at production temperatures because of the presence of water in the formation. During transport, the gas is generally subjected to a temperature drop, which results in the condensation of some of the water, which under certain conditions can also lead to the formation of hydrate crystals. The crystals of these hydrates are inclusion compounds of hydrocarbon molecules in the microcrystalline structure formed by water molecules, which are apparently formed at temperatures above 0 ° C.
By the way, the formation of hydrates in the natural gas oil pipe may cause clogging and production stoppage. To prevent this, it is necessary to dehydrate the gas before transport or to inject into the gas an inhibitor of hydrate formation, such as methanol or ethylene glycol. In the first case,
The gas is generally treated with glycol in the scrubber to adjust the water dew point to the value imposed on the transport.
Transport is carried out in single phase conditions. In the second case, the inhibitor is introduced into the gas shortly after the top of the well. The transportation is performed, at least in part, under biphasic conditions.
【０００４】天然ガスの大部分は、酸性ガス、すなわち
ＣＯ２および／またはＨ２Ｓを、多少なりとも大きな割
合で含む。一般に、これらの化合物を生産現場で分離す
ることはできないので、ガスと共に輸送しなければなら
ない。ところで、酸性ガスは、特に水の存在下、管路内
の腐食を生じる。従って井戸の頂部から、腐食防止剤を
ガス中に注入して導管を保護するようにする必要があ
る。腐食は結局は、配管類の破壊、またはガスの多量な
洩れを生じることがある。これらの腐食防止剤は、痕跡
状態で注入されるが、これらは一般に高価な物質なの
で、ガスの生産コストを増加させる原因になる。The majority of natural gas contains acid gases, ie CO 2 and / or H 2 S, in somewhat larger proportions. In general, these compounds cannot be separated at the production site and must be transported with the gas. By the way, the acid gas causes corrosion in the pipeline, especially in the presence of water. Therefore, it is necessary to inject a corrosion inhibitor into the gas from the top of the well to protect the conduit. Corrosion can eventually lead to pipe breakage or large gas leaks. These corrosion inhibitors are injected in traces, but since they are generally expensive materials, they cause an increase in gas production costs.
【０００５】同じ天然ガス輸送管で収集される、いくつ
かの種々の井戸から来ることがあるガスは、処理現場に
到着すると、輸送に必要な水露点より低い水露点が得ら
れるように、一般に脱水される。この第二脱水工程は、
大部分の場合、グリコール中の水の吸収によって、ある
いはモレキュラーシーブへの水の吸着によって実施され
うる。このようにして実施される脱水方法は、輸送に必
要な水露点を確保するために生産現場で用いられる脱水
方法とは異なっていてもよい。この第二脱水工程は、そ
こから天然ガスの液体、すなわち周囲温度で液体で送る
ことができる、メタンとは異なる炭化水素を抽出する目
的で、ガスを比較的低い温度（例えば−10〜−40o Ｃで
あってもよい）で冷却できることを望むならば、不可欠
のものである。このような条件下、輸送のために注入さ
れた添加剤（水和物の形成防止剤および腐食防止剤）
は、処理中に吸収され、再循環されない。Gases, which may come from several different wells, collected on the same natural gas transport pipe, generally have a dew point lower than that required for transport when they arrive at the treatment site. Be dehydrated. This second dehydration step is
In most cases, it can be carried out by absorption of water in glycol or by adsorption of water on molecular sieves. The dehydration method thus implemented may be different from the dehydration method used at the production site to ensure the water dew point required for transportation. This second dewatering step is carried out at a relatively low temperature (e.g. -10 to -40) for the purpose of extracting from it a liquid of natural gas, i.e. a hydrocarbon different from methane, which can be delivered as a liquid at ambient temperature. It is essential if one wishes to be able to cool at 0 ° C). Additives injected for transport under these conditions (hydrate formation inhibitors and corrosion inhibitors)
Are absorbed during processing and are not recycled.
【０００６】いくつかの添加剤（水和物の形成防止剤お
よび腐食防止剤）は、回収されることができ、かつ生産
井の頂部の方へ再循環されることができることが発見さ
れた。これによってそれの消費を非常に大巾に減じるこ
とができ、従ってガスの生産コストを減らすことができ
る。It has been discovered that some additives (hydrate formation inhibitors and corrosion inhibitors) can be recovered and recycled to the top of the production well. This makes it possible to reduce its consumption to a very great extent and thus the production costs of the gas.
【０００７】ターミナルでの輸送後にガスに対して実施
される処理の際に、これらの添加剤が積極的な役割をも
果たすこと、これによって他の添加剤の使用が避けられ
ることも発見された。It has also been found that these additives also play a positive role in the treatment carried out on the gas after transport at the terminal, which avoids the use of other additives. ..
【０００８】本発明による方法は、これらの抗水和物お
よび／または耐腐食性添加剤の新規使用に対応し、これ
によって添加剤の再循環が可能になる。The process according to the invention corresponds to the new use of these anti-hydrate and / or corrosion-resistant additives, which makes it possible to recycle the additives.
【０００９】[0009]
【課題を解決するための手段】一般的には、本方法は下
記の工程からなる： (a) 適切な接触条件下において、少なくとも１つの生産
井から出る前記ガスの少なくとも一部と、少なくとも一
部が再循環（下記工程(e) ）から来る液相であり、かつ
水と少なくとも１つの抗水和物添加剤とを同時に含む液
相とを、少なくとも１つの接触帯域において接触させ、
前記添加剤は、水とは異なる、通常は液体の非炭化水素
化合物であり、前記化合物は少なくとも一部水と混和
し、純粋状態でまたは共沸混合物形態で、水の気化温度
より低い温度で気化し、前記再循環液相と比較して添加
剤プアになった水性液相と、添加剤が負荷された気相と
を得るようにする工程、(b) 添加剤が負荷された前記気
相を、少なくとも１つの熱交換帯域の方へ、導管で輸送
する工程、(c) 適切な条件下において、工程(b) から来
る前記気相を、熱交換帯域で冷却して、これを一部凝縮
し、かつ非凝縮ガスを得るようにし、得られた凝縮物
が、少なくとも１つの水相を含み、これは前記添加剤の
少なくとも一部を含む工程、(d) 適切な条件下におい
て、分離帯域で、非凝縮ガスから水相を分離し、前記非
凝縮ガスを抜出す工程、(e) 水相を他の導管で接触帯域
の方へ輸送して、これを工程(a) に再循環する工程。Generally, the method comprises the following steps: (a) at least a portion of at least one of the gases exiting at least one production well under suitable contact conditions; Part is a liquid phase coming from recirculation (step (e) below) and which simultaneously comprises water and a liquid phase simultaneously containing at least one anti-hydrate additive in at least one contact zone,
The additive is a non-hydrocarbon compound, which is different from water and is usually a liquid, which is at least partially miscible with water, in pure form or in the form of an azeotrope, at a temperature below the vaporization temperature of water. Vaporizing to obtain an aqueous liquid phase that has become an additive poor compared to the recirculating liquid phase, and a gas phase loaded with the additive, (b) the gas loaded with the additive Conduiting the phase towards at least one heat exchange zone, (c) under suitable conditions, the gas phase coming from step (b) is cooled in the heat exchange zone to give Partially condensing and obtaining a non-condensed gas, the condensate obtained comprising at least one aqueous phase, which comprises at least part of said additive, (d) under suitable conditions, In the separation zone, a step of separating the aqueous phase from the non-condensed gas and extracting the non-condensed gas, The then transported towards the contact zone with the other conduit, the step of recycling it to step (a).
【００１０】「通常は液体の」化合物とは、温度および
圧力の標準条件下で液体であるということを意味する。By "normally liquid" compound is meant that it is a liquid under standard conditions of temperature and pressure.
【００１１】水中の抗水和物溶媒の重量割合は、一般に
10〜70％、好ましくは20〜50％である。The weight proportion of antihydrate solvent in water is generally
It is 10 to 70%, preferably 20 to 50%.
【００１２】本発明のもう１つの実施態様によれば、少
なくとも一部水と混和できる、あるいは水に分散可能な
少なくとも１つの非炭化水素耐蝕性添加剤であって、好
ましくは水の沸騰温度よりも低い温度で気化するか、ま
たは水とともに、水の沸騰温度より低い沸騰温度を有す
る共沸混合物を形成する添加剤を、抗水和物添加剤およ
び水とともに導入して、この方法の工程(a) の間にガス
によってエントレインされることができるようにする。According to another embodiment of the present invention, there is at least one non-hydrocarbon anticorrosion additive which is at least partially miscible with water or dispersible in water, preferably above the boiling temperature of water. An additive that either vaporizes at a lower temperature or forms an azeotrope with water that has a boiling temperature that is lower than the boiling temperature of water, along with the anti-hydrate additive and water. Allow to be entrained by gas during a).
【００１３】この方法によれば、水性液体混合物中の重
量割合は、通常、下記のとおりである： −耐蝕性添加剤0.1 〜５％、好ましくは0.3 〜１％、 −抗水和物添加剤10〜70％、好ましくは20〜50％、 −水29.9〜89.9％、好ましくは49.7〜79.7％。According to this method, the weight proportions in the aqueous liquid mixture are usually as follows: -corrosion resistance additive 0.1-5%, preferably 0.3-1% -antihydrate additive 10-70%, preferably 20-50%, water 29.9-89.9%, preferably 49.7-79.7%.
【００１４】接触帯域内に導入される水性液相の割合
は、一般的には処理されるガスの重量流量の0.05〜５重
量％、有利には0.1 〜１％であり、接触工程は、一般に
生産井から出るガスのものに実質的に対応する温度およ
び圧力、例えば20〜100 o Ｃ、0.1 〜25 MPaで実施され
る。The proportion of aqueous liquid phase introduced into the contacting zone is generally from 0.05 to 5% by weight, preferably from 0.1 to 1% by weight of the gas to be treated, the contacting step generally being carried out. It is carried out at temperatures and pressures which substantially correspond to those of the gas leaving the production well, for example 20-100 ° C., 0.1-25 MPa.
【００１５】本発明はまた、天然ガスの輸送および処理
に用いられる装置にも関する。この装置は一般的に、互
いに共同作用を行なう下記手段をも備える： −第一端部と、有利には第一端部の下に位置する第二端
部とを備える、ガスと、少なくとも１つの添加剤との、
加圧下、好ましくは向流での少なくとも１つの接触閉鎖
容器（Ｇ１）、 −輸送手段(3)(5)および／または閉鎖容器の第二端部に
連結された前記ガスの導入手段(1) 、 −前記液相の再循環手段、および前記閉鎖容器の第一端
部に連結された、少なくとも１つの添加剤を含む水性液
相の導入手段(4) 、 −閉鎖容器の第二端部に連結された水性液相の排出手段
(2) 、 −閉鎖容器（Ｇ１）の第一端部および加圧下の熱交換手
段（Ｅ１）に連結された、加圧下の気相の輸送手段(3)
(5)、 −熱交換手段に連結された、処理された非凝縮ガスから
の水性液相の分離手段（Ｂ１）、 −分離手段（Ｂ１）に連結された、処理された非凝縮ガ
スの回収手段(10)、 −分離手段に連結された、水相の抜出し手段(8) 、およ
び −閉鎖容器（Ｇ１）の第一端部に連結された導管を備え
る、抜出し手段に連結された水相の再循環手段（Ｐ１）
(9)(4)。The present invention also relates to equipment used in the transportation and processing of natural gas. The device also generally comprises the following means for cooperating with each other: a gas, comprising a first end and a second end, which advantageously lies below the first end, and at least one With one additive,
At least one contact closure (G 1 ) under pressure, preferably in countercurrent, means for introducing said gas (1) connected to the transport means (3) (5) and / or the second end of the closure. ), Means for recirculating the liquid phase and means for introducing an aqueous liquid phase containing at least one additive, connected to the first end of the closed container (4),-the second end of the closed container Means for draining the aqueous liquid phase connected to the
(2), - the enclosure (G 1) of the first end portion and connected to the heat exchange means of the pressure (E 1), under pressure of the gas phase of the transport means (3)
(5), - which is connected to the heat exchange means, separation means of the aqueous liquid phase from noncondensable gas that has been treated (B 1), - which is connected to the separating means (B 1), the non-condensable gas that has been treated Means (10) for collecting, -means for discharging the aqueous phase (8), connected to the separating means, and-, connected to the discharging means, comprising a conduit connected to the first end of the closed container (G 1 ). Means for recirculating the water phase (P 1 )
(9) (4).
【００１６】本方法の特別な実施態様を図式的かつ非限
定的に示す下記図面を見れば、本発明がよりよく理解さ
れるであろう。The invention will be better understood by reference to the following drawings, which show diagrammatically and in a non-limiting manner a special embodiment of the method.
【００１７】−第１図は、本発明による装置を示す。-Figure 1 shows a device according to the invention.
【００１８】−第２図は、本発明の添加剤とのいくつか
の接触帯域の存在を示している。-Figure 2 shows the presence of several contact zones with the additives of the invention.
【００１９】−第３図は、４つの井戸と、中央処理プラ
ットフォームを用いて操作を行なう生産図式を表わす。FIG. 3 represents a production scheme operating with four wells and a central processing platform.
【００２０】−第４図は、凝縮物を含むガスの予備処理
を示す。FIG. 4 shows the pretreatment of the gas containing the condensate.
【００２１】−第５図は、これらの凝縮物を含むガスの
予備処理の変形例を示す。FIG. 5 shows a variant of the pretreatment of the gas containing these condensates.
【００２２】−第６図は、特別な耐腐食性添加剤を用い
た他の実施態様を示す。FIG. 6 shows another embodiment with a special corrosion resistant additive.
【００２３】本発明による方法の原理を、第１図の図式
によって示す。これは例として、メタン、随伴(associe
s)高級炭化水素、酸性ガス（二酸化炭素、硫化水素）を
含む生産温度および圧力条件下で水飽和した天然ガスに
適用されているものである。The principle of the method according to the invention is illustrated by the diagram in FIG. This is done by way of example for methane,
s) It is applied to natural gas saturated with water under production temperature and pressure conditions including higher hydrocarbons and acidic gases (carbon dioxide, hydrogen sulfide).
【００２４】生産井の頂部から出る天然ガスは、導管
(1) を経て、好ましくは実質的に垂直な接触閉鎖容器
（Ｇ１）の底部に到着する。これを、好ましくは向流で
作動する接触帯域（Ｇ１）で、導管(4) から来る、水お
よび単独または少なくとも１つの腐食防止添加剤と混合
された少なくとも１つの水和物形成の防止溶媒からなる
混合物と接触させる。頂部において、導管(3) より、溶
媒と添加剤が負荷された気相を排出する。底部におい
て、導管(2) より、実質的に溶媒と添加剤が除去されて
いる水相を抜出す。頂部気相は、導管(3) で、数キロメ
ートルであることもある距離を輸送され、導管(5) を経
て、受入れターミナルに到着する。ここでガスは、販売
網に送られる前に処理されることができる。導管(5) を
流れるガスは、この方法の外部の冷却流体によって、熱
交換器（Ｅ１）内での処理に必要な低温まで冷却され
る。これは一部凝縮を引起こす。この冷却は、ガス中に
十分に多量な防止溶媒が存在するため、水和物の形成現
象を引起こさない。導管(6) を経て熱交換器（Ｅ１）か
ら出る冷却された混合物は、導管(3) を経て接触帯域
（Ｇ１）から出るガス中にあったものである、最も大き
な部分の水、溶媒、および添加剤を含む、水性液相を含
む凝縮物と、重質炭化水素プアになったいわゆるプア気
相からなる。これら２つの相は、デカンテーションタン
ク（Ｂ１）において分離される。本方法に導管(1) から
入った時に含んでいた、水と重質炭化水素の最も大きな
部分が除去されたプアガスを、導管(10)によって抜出
す。水性液相を、導管(8) から抜出し、場合によっては
減りを補うために、導管(11)内を流れる溶媒と添加剤と
の補給を付け加え、ポンプ（Ｐ１）によって再び取り、
導管(9) によって生産現場の方へ再送する。ここにこの
液相は導管(4) を経て到着し、再循環される。Natural gas from the top of the production well is piped
Via ( 1 ) arrives at the bottom of a preferably vertical contact enclosure (G 1 ). This is preferably a countercurrent-operated contact zone (G 1 ), which comes from the conduit (4) and is mixed with water and at least one hydrate-preventing solvent, alone or mixed with at least one corrosion-inhibiting additive. Contact with a mixture consisting of. At the top, the gas phase loaded with solvent and additives is discharged via conduit (3). At the bottom, the aqueous phase, from which the solvent and additives have been substantially removed, is drawn off via conduit (2). The top gas phase is transported by conduit (3) over a distance that can be several kilometers and arrives at the receiving terminal via conduit (5). Here, the gas can be processed before being sent to the sales network. The gas flowing through the conduit (5) is cooled by the cooling fluid outside the process to the low temperature required for processing in the heat exchanger (E 1 ). This causes some condensation. This cooling does not cause the phenomenon of hydrate formation, since there is a sufficiently large amount of anti-solvent in the gas. The cooled mixture exiting the heat exchanger (E 1 ) via conduit (6) was the largest portion of the water that was in the gas exiting the contact zone (G 1 ) via conduit (3), It consists of a condensate containing an aqueous liquid phase, containing a solvent and additives, and a so-called Poor gas phase which has become a heavy hydrocarbon poor. These two phases are separated in the decantation tank (B 1 ). The Poor gas, which contained the largest portion of water and heavy hydrocarbons, which was included in the process when it entered through conduit (1), is withdrawn via conduit (10). The aqueous liquid phase is withdrawn from the conduit (8) and possibly supplemented with solvent and additives flowing in the conduit (11) to make up for the loss and is again taken up by the pump (P 1 ).
Resend to production site via conduit (9). Here, this liquid phase arrives via conduit (4) and is recycled.
【００２５】メタンよりも重質な炭化水素の割合が、冷
却中に比較的大きいならば、液体炭化水素相が形成され
る。第１図によって示されているようなこのケースで
は、この液体炭化水素相は、タンク（Ｂ１）において水
相から分離され、導管(7) によって排出される。If the proportion of hydrocarbons heavier than methane is relatively high during cooling, a liquid hydrocarbon phase is formed. In this case, as shown by FIG. 1, this liquid hydrocarbon phase is separated from the aqueous phase in the tank (B 1 ) and discharged via the conduit (7).
【００２６】記載された方法全体において、装置全体を
保護する抗水和物溶媒および耐腐食性添加剤の存在によ
って防止されるという事実から、水和物および腐食の形
成現象は生じない。本発明による方法の利点の１つは、
使用される抗水和物および耐腐食性添加剤が装置全体に
対して効率的であるということである。装置全体とは、
すなわち生産現場でのガスと添加剤との接触帯域
（Ｇ１）、生産帯域のガスを、受入れターミナルまで運
ぶことができる輸送管、および処理帯域（この帯域の
間、天然ガスは、水および最も重質な炭化水素から分離
される）のことである。In the overall method described, the phenomenon of hydrate and corrosion formation does not occur due to the fact that it is prevented by the presence of anti-hydrate solvents and corrosion resistant additives which protect the entire device. One of the advantages of the method according to the invention is that
That is, the anti-hydrate and anti-corrosion additives used are efficient for the entire device. What is the entire device?
That is, the contact zone (G 1 ) between the gas and the additive at the production site, the transport pipe that can carry the gas in the production zone to the receiving terminal, and the treatment zone (during this zone, natural gas is It is separated from heavy hydrocarbons).
【００２７】冷却工程(c) の間に、液体炭化水素相が形
成される時、この相は、デカンテーションによって水相
から分離され、かつ排出される。During the cooling step (c), when a liquid hydrocarbon phase is formed, this phase is separated from the aqueous phase by decantation and discharged.
【００２８】導管(4) を経て到着する抗水和物添加剤お
よび／または耐腐食性添加剤を、気相で通過させるため
には、接触帯域（Ｇ１）においてガス全部を用いる必要
はないことから、また第１図に点線の導管(12)で示され
ているように、輸送されるガスの一部は、接触帯域（Ｇ
１）を通過する必要はなく、導管(3) を経て接触帯域
（Ｇ１）から出るガスと、直接混合されてもよい。さら
に、天然ガスは一般に、いくつかの井戸によって生産さ
れる。この場合、本発明によるただ１つの方法におい
て、いくつかの異なる井戸からの流出物を集めることが
できる。このために、いくつかの井戸から来るガスは、
本発明による方法には、導管(1) を経て導入されてもよ
い。一方、他の井戸から来るガスは、この方法には、導
管(12)を経て導入されてもよい。It is not necessary to use all of the gas in the contact zone (G 1 ) in order to pass in the gas phase anti-hydrate and / or corrosion-resistant additives arriving via conduit (4). Therefore, and as indicated by the dotted conduit (12) in FIG.
It does not have to pass through 1 ) and may be directly mixed with the gas leaving the contact zone (G 1 ) via conduit (3). Moreover, natural gas is generally produced by several wells. In this case, the effluents from several different wells can be collected in a single method according to the invention. Because of this, the gas coming from some wells is
The method according to the invention may be introduced via conduit (1). On the other hand, gas coming from other wells may be introduced into the process via conduit (12).
【００２９】天然ガスが互いに異なるいくつかの井戸か
ら生産される場合、いくつかの接触帯域（Ｇ１）が設置
されてもよい。各帯域は１つまたは複数の井戸からの生
産を処理し、生産全体は、適切な導管網を経て、受入れ
ターミナルの方へ送られることができる。この受入れタ
ーミナルは、ガス生産全体を処理する。この場合、導管
(8) によって抜出された再循環水性液相は、ついで種々
の接触帯域（Ｇ１）へ再分配される。本発明による方法
のこの変形例は、第２図によって示される。この図面で
は、第１図に示されているものと同じ装置は、同じ記号
で示されている。If the natural gas is produced from several different wells, several contact zones (G 1 ) may be installed. Each zone processes production from one or more wells, and the entire production can be sent to a receiving terminal via a suitable network of conduits. This receiving terminal handles the entire gas production. In this case the conduit
The recycled aqueous liquid phase withdrawn by (8) is then redistributed into the various contact zones (G 1 ). This variant of the method according to the invention is illustrated by FIG. In this figure, the same devices as shown in FIG. 1 are designated with the same symbols.
【００３０】この実施例において、天然ガスは２つの主
な場所から生産される。このガスは、メタン、随伴(ass
ocie) 高級炭化水素を含み、かつ生産の温度および圧力
条件で水飽和していると考えられる。第一現場で、生産
井の頂部から出る天然ガスを、第１図で前記されている
ように処理する。第二現場では、他の生産井の頂部から
出る天然ガスは、導管(21)を経て到着する。このガス
を、接触帯域（Ｇ２）において、導管(24)から来る水和
物形成の防止溶媒と水とからなる混合物と接触させる。
頂部において、導管(23)から、溶媒が負荷された気相を
排出する。底部において、導管(22)によって、実質的に
溶媒が除去された水相を抜出す。頂部気相を、導管(23)
で輸送し、これを導管(25)において、導管(3) 内を流れ
る、第一生産現場から来るガスと混合する。ガス全体
を、数キロメートルであることもある距離を輸送する。
これは導管(5) を経て受入れターミナルに到着し、ここ
でガスは販売網に送られる前に処理されることができ
る。導管(5) を流れるガスは、この方法の外部の冷却流
体によって、熱交換器（Ｅ１）内での処理に必要な低温
まで冷却される。これは一部凝縮を引起こす。この冷却
は、ガス中に十分に多量な防止溶媒が存在するため、水
和物の形成現象を生じない。導管(6) を経て熱交換器
（Ｅ１）から出る冷却された混合物は、一方で、導管
(3) を経て接触帯域（Ｇ１）から出るガス中にあったも
のであり、他方で導管(23)を経て接触帯域（Ｇ２）から
出るガス中にあったものである、水および溶媒の最大部
分を含む水性液相、ガスの最も重質な炭化水素からなる
炭化水素液相、および重質炭化水素プアになったいわゆ
るプア気相からなる。これら３つの相は、デカンテーシ
ョンタンク（Ｂ１）において分離される。本方法の導管
(1) および(21)内に入った時に含んでいた、重質炭化水
素と水との最大部分が除去されたプアガスを、導管(10)
によって抜出す。炭化水素液相を導管(7) から抜出す。
水性液相を、導管(8) から抜出し、減りを補うために、
導管(11)内を流れる溶媒の補給を付け加え、一方でポン
プ（Ｐ１）によって再び取り、導管(9) によって第一生
産現場の方へ再送し、ここにこの液相は導管(4) を経て
到着して再循環され、他方でこれをポンプ（Ｐ２）によ
って再び取り、導管(26)によって第二生産現場の方へ再
び送り、ここにこの液相は導管(24)を経て到着して再循
環される。In this example, natural gas is produced from two main locations. This gas is methane, entrained (ass
ocie) It is considered that it contains higher hydrocarbons and is saturated with water at the temperature and pressure conditions of production. At the first site, natural gas exiting the top of the production well is treated as described above in FIG. At the second site, natural gas from the top of other production wells arrives via conduit (21). This gas is contacted in the contact zone (G 2 ) with a mixture of hydrate-preventing solvent and water coming from the conduit (24).
At the top, the solvent-loaded gas phase is discharged via conduit (23). At the bottom, a substantially solvent-free aqueous phase is drawn off by means of a conduit (22). Top gas phase, conduit (23)
And is mixed in conduit (25) with the gas coming from the first production site flowing in conduit (3). It transports the entire gas over distances that can be several kilometers.
It arrives at the receiving terminal via conduit (5), where the gas can be processed before being sent to the distribution network. The gas flowing through the conduit (5) is cooled by the cooling fluid outside the process to the low temperature required for processing in the heat exchanger (E 1 ). This causes some condensation. This cooling does not result in the formation of hydrates, since there is a sufficiently large amount of anti-solvent in the gas. The cooled mixture leaving the heat exchanger (E 1 ) via the conduit (6) is, on the one hand, a conduit
Water and solvents, which were in the gas leaving the contact zone (G 1 ) via (3) and on the other hand in the gas exiting the contact zone (G 2 ) via the conduit (23). Of the gas, a hydrocarbon liquid phase consisting of the heaviest hydrocarbons of the gas, and a so-called Poor gas phase which has become a heavy hydrocarbon poor. These three phases are separated in the decantation tank (B 1 ). The method conduit
The conduit (10) was provided with the Poor gas from which the largest portion of heavy hydrocarbons and water contained when entering (1) and (21) was removed.
Pull out by. The hydrocarbon liquid phase is withdrawn from conduit (7).
Withdrawing the aqueous liquid phase from the conduit (8), to compensate for the loss,
In addition to the replenishment of the solvent flowing in the conduit (11), it is again taken by the pump (P 1 ) and re-sent to the first production site by the conduit (9), where this liquid phase is the conduit (4). Arrives and is recycled through, on the other hand, it is taken up again by the pump (P 2 ) and sent again by the conduit (26) towards the second production site, where this liquid phase arrives via the conduit (24). Be recirculated.
【００３１】第３図において、各々（ＰＳ１）（Ｐ
Ｓ２）（ＰＳ３）および（ＰＳ４）という記号が付けら
れている、互いに離れた４つの井戸を用いて操作が行な
われる生産図式の例が示されている。ガスは、井戸（Ｐ
Ｓ１）から導管(100) を経て、井戸（ＰＳ２）から導管
(200) を経て、井戸（ＰＳ３）から導管(300) を経て、
井戸（ＰＳ４）から導管(400) を経て、中央処理プラッ
トフォーム(PTC) まで運ばれる。この中央処理プラット
フォーム(PTC) で、ガスを冷却して、水相と一部脱水さ
れたガスとを得るようにする。このガスの水露点は、輸
送の規格に従う。この規格によって、これは例えば−10
oＣあるいはそれ以下の値でなければならない。このよ
うにして得られたガスは、プラットフォーム(PTC) に配
置された圧縮機によって圧縮され、導管(500) によって
排出される。In FIG. 3, (PS 1 ) (P
An example of a production scheme is shown in which the operation is carried out with four wells spaced from each other, marked S 2 ) (PS 3 ) and (PS 4 ). The gas is in the well (P
From S 1 ) via conduit (100) to well (PS 2 ) via conduit
Via (200), from the well (PS 3 ) via conduit (300),
Transported from the well (PS 4 ) via conduit (400) to the central processing platform (PTC). In this central processing platform (PTC), the gas is cooled to obtain an aqueous phase and a partially dehydrated gas. The water dew point of this gas complies with transportation standards. By this standard, this is for example -10
o Must be C or less. The gas thus obtained is compressed by a compressor arranged on the platform (PTC) and discharged by means of a conduit (500).
【００３２】水相は、生産井（ＰＳ１）（ＰＳ２）（Ｐ
Ｓ３）および（ＰＳ４）の方へポンプによって再送され
る。これらのポンプは、導管(101)(201)(301) および(4
01)によって、導管(100)(200)(300) および(400) を経
て運ばれるガス流量と比例する水相の流れを再送する。
各生産井のレベルに接触器があり、これによって生産さ
れたガスに添加剤を負荷することができ、かつ出発時に
含まれていた添加剤が実質的に除去された水相を排出す
ることができる。The water phase is the production well (PS 1 ) (PS 2 ) (P
Retransmitted by the pump towards S 3 ) and (PS 4 ). These pumps have conduits (101) (201) (301) and (4
01) re-sends the flow of the aqueous phase proportional to the gas flow carried through conduits (100) (200) (300) and (400).
At the level of each production well, there is a contactor, which allows the gas produced by it to be loaded with additives and discharges the aqueous phase from which the additives contained at the start were substantially removed. it can.
【００３３】プラットフォーム(PTC) において、周期的
に更新される添加剤の予備は、規則的な補給によって、
添加剤の減りを補うことができる。On the platform (PTC), the periodically replenished additive reserves are
The decrease in additive can be compensated.
【００３４】多くの場合、天然ガスは炭化水素凝縮物を
伴なって生産される。すなわち井戸から出た流出物は、
気相と、最も重質な炭化水素からなる液体フラクション
とから構成される。大部分の場合、井戸を出た時には、
水性液相も同様にある。凝縮物を含むガス生産のこのケ
ースでは、本発明による方法の図式は、生産現場に位置
する部分に関しては、炭化水素液相を考慮に入れると、
少し異なっていてもよい。この変形例は、第４図によっ
て示される。生産井の頂部から出た、凝縮物を含むガス
は、導管(1) を経て到着し、分離器タンク（Ｂ２）の上
部に入る。このタンクで、存在する３つの相が分離され
る。地層水からなる水相を導管(30)から抜出す。炭化水
素液相を導管(32)から抜出し、ポンプ（Ｐ３）によって
再び取り、導管(33)によって排出する。気相を導管(31)
から抜出し、接触帯域（Ｇ１）において、導管(4) から
来る、水、溶媒および添加剤からなる混合物とこれとを
接触させる。頂部において、導管(3) から、溶媒と添加
剤とが負荷された気相を排出する。底部において、導管
(2) から、溶媒と添加剤とが実質的に除去された水相を
抜出す。頂部気相は、導管(3) で、受入れターミナルの
方へ輸送される。導管(33)を流れる凝縮物は、独立した
導管を経て受入れターミナルの方へ輸送されるか、ある
いは管路(34)によって、導管(3) 内を流れるガスと混合
されてもよい。この場合、これらの条件下における受入
れターミナルの方への輸送は、二相作動状態で実施され
る。あるいはこれは、一部ターミナルの方へ輸送され、
一部導管(3) と混合される。Natural gas is often produced with hydrocarbon condensates. That is, the effluent from the well
It consists of a gas phase and a liquid fraction consisting of the heaviest hydrocarbons. In most cases, when you leave the well,
There is also an aqueous liquid phase. In this case of gas production with condensate, the scheme of the method according to the invention is such that for the parts located at the production site, taking into account the hydrocarbon liquid phase,
May be a little different. This variant is shown by FIG. The condensate-containing gas leaving the top of the production well arrives via conduit (1) and enters the upper part of the separator tank (B 2 ). In this tank, the three phases present are separated. The aqueous phase consisting of formation water is withdrawn from the conduit (30). The hydrocarbon liquid phase is withdrawn from the conduit (32), taken up again by the pump (P 3 ) and discharged via the conduit (33). Gas phase conduit (31)
It is withdrawn and brought into contact with a mixture of water, solvent and additives coming from the conduit (4) in the contact zone (G 1 ). At the top, the gas phase loaded with solvent and additives is discharged from the conduit (3). At the bottom, the conduit
From (2), the aqueous phase from which the solvent and the additives have been substantially removed is extracted. The top gas phase is transported by conduit (3) towards the receiving terminal. The condensate flowing in conduit (33) may be transported to the receiving terminal via a separate conduit or may be mixed by line (34) with the gas flowing in conduit (3). In this case, transportation under these conditions towards the receiving terminal is carried out in a two-phase operating state. Or this is transported to some terminals,
Partly mixed with conduit (3).
【００３５】凝縮物を含むガスの生産の場合の変形例
を、第５図によって示す。この場合、分離器タンク（Ｂ
２）および接触帯域（Ｇ１）は、コンパクト性を改善す
る目的で、ただ１つの装置に組込まれている。このコン
パクト性は、海中での生産の場合に特に有利である。生
産井の頂部から出る凝縮物を含むガスは、導管(1) を経
て到着し、分離器タンク（Ｂ２）に入る。このタンク
で、炭化水素液相、分離器（Ｂ２）の上部と直接な関係
にある接触帯域（Ｇ１）から来る水と地層水とからなる
水相、および接触帯域（Ｇ１）において、導管(4) から
来る、水、溶媒および添加剤からなる混合物と向流で接
触させられる気相が分離される。頂部において、導管
(3) によって、溶媒と添加剤とが負荷された気相が排出
される。この気相は、受入れターミナルの方へ輸送され
る。底部において、実質的に溶媒と添加剤とが除去され
た水相が、地層水の水相と混合され、デカンテーション
され、かつ導管(2) によって抜出される。炭化水素液相
は、タンク（Ｂ２）から導管(32)によって抜出され、ポ
ンプ（Ｐ３）によって再び取られ、導管(33)によって排
出される。この相は、独立した導管によって、受入れタ
ーミナルの方へ輸送されるか、あるいは導管(3) 内を流
れるガスと混合されてもよい。この場合、これらの条件
下における輸送は、二相作動状態で実施される。A variant for the production of gas containing condensate is shown by FIG. In this case, the separator tank (B
2 ) and the contact zone (G 1 ) are incorporated in only one device for the purpose of improving compactness. This compactness is particularly advantageous for production at sea. The condensate-containing gas leaving the top of the production well arrives via conduit (1) and enters the separator tank (B 2 ). In this tank, in the hydrocarbon liquid phase, the water phase coming from the contact zone (G 1 ) in direct relation with the top of the separator (B 2 ) and the formation water, and in the contact zone (G 1 ), The gas phase coming in countercurrent contact with the mixture of water, solvent and additives coming from the conduit (4) is separated. Conduit at the top
By (3), the gas phase loaded with the solvent and the additive is discharged. This gas phase is transported to the receiving terminal. At the bottom, the aqueous phase, substantially free of solvent and additives, is mixed with the aqueous phase of the formation water, decanted and withdrawn by conduit (2). The hydrocarbon liquid phase is withdrawn from tank (B 2 ) by conduit (32), taken up again by pump (P 3 ) and discharged by conduit (33). This phase may be transported by a separate conduit towards the receiving terminal or mixed with the gas flowing in conduit (3). In this case, transportation under these conditions is carried out in two-phase operating conditions.
【００３６】この変形例によって、装置(garnissage)
（Ｇ１）に二重の役割を果たさせることができる。一方
で、これによって、導管(4) から来る水相と、導管(1)
から来るガスとの接触を実施することができる。他方
で、ガスによってエントレインされた水性液滴を停止さ
せ、このようにして相間の分離を改善することができ
る。According to this modified example, a device (garnissage)
It is possible for (G 1 ) to play a dual role. On the one hand, this allows the water phase coming from the conduit (4) and the
Contact with the gas coming from can be carried out. On the other hand, gas-entrained aqueous droplets can be stopped, thus improving the separation between phases.
【００３７】第５図に図示された装置は、陸上で、海上
プラットフォームで、または海中で実施されてもよい。The apparatus illustrated in FIG. 5 may be implemented on land, on a marine platform, or in the sea.
【００３８】海底装置の場合、様々な形態が考えられ
る。もしガスが井戸を出た時に炭化水素凝縮物を含まな
いならば、導管(2) から排出された水は、接触塔
（Ｇ１）において、十分に添加剤が浄化されたという条
件で、海中に直接送られてもよい。その際、ガスは一相
条件で、海底導管によって輸送される。In the case of a submarine device, various configurations are possible. If the gas does not contain hydrocarbon condensate as it exits the well, the water discharged from conduit (2) will be submerged in the sea, provided that the additive has been sufficiently purified in the contact tower (G 1 ). May be sent directly to. The gas is then transported in one-phase conditions by submarine conduits.
【００３９】ガスが、井戸から出た時に、分離後炭化水
素凝縮物を含むならば、この凝縮物は、二相条件で同時
輸送を実施するように、好ましくはガスと再混合され
る。これによって単一の管で２つの相を輸送することが
できる。輸送前に、圧力レベルを再上昇させる必要があ
ろう。このことは、混合後、ポンプまたは二相圧縮機に
よって、あるいは混合後、ガスを圧縮機に、凝縮物をポ
ンプに通して実施されてもよい。If the gas, after leaving the well, contains hydrocarbon condensate after separation, this condensate is preferably remixed with the gas so as to carry out cotransport in two-phase conditions. This allows a single tube to transport two phases. It may be necessary to raise the pressure level again before shipping. This may be done by a pump or a two-phase compressor after mixing, or by passing the gas through the compressor and the condensate through a pump after mixing.
【００４０】抗水和物溶媒は、有利には例えばメタノー
ルであってもよい。これはまた、単独または混合して用
いられた、例えば、メチルプロピルエーテル、エチルプ
ロピルエーテル、ジプロピルエーテル、メチル第三ブチ
ルエーテル、ジメトキシメタン、ジメトキシエタン、エ
タノール、メトキシエタノール、プロパノール溶媒から
選ばれてもよい。The antihydrate solvent may advantageously be, for example, methanol. It may also be selected from methylpropyl ether, ethylpropyl ether, dipropyl ether, methyl tert-butyl ether, dimethoxymethane, dimethoxyethane, ethanol, methoxyethanol, propanol solvents used alone or in combination. Good.
【００４１】耐腐食性添加剤は、単独または混合して用
いられた、好ましくはアミンの化学系列の有機化合物、
例えばジエチルアミン、プロピルアミン、ブチルアミ
ン、トリエチルアミン、ジプロピルアミン、エチルプロ
ピルアミン、エタノールアミン、シクロヘキシルアミ
ン、ピリジンモルフォリン(morpholine pyrridique) 、
エチレンジアミンから選ばれてもよい。Corrosion-resistant additives are preferably organic compounds of the amine chemical series, used alone or in combination,
For example, diethylamine, propylamine, butylamine, triethylamine, dipropylamine, ethylpropylamine, ethanolamine, cyclohexylamine, pyridine morpholine (morpholine pyrridique),
It may be selected from ethylenediamine.
【００４２】腐食防止添加剤が、水中に分散可能である
場合、もし沸騰温度が水の温度より高いならば、前記添
加剤は回収されることができ、第６図の図式に示されて
いるように再循環される。この図式によれば、生産井の
頂部から出る天然ガスは、導管(1) を経て到着する。こ
のガスは、接触帯域（Ｇ１）において、導管(4) から来
る、水、水和物防止溶媒、および腐食防止添加剤からな
る混合物と接触させられる。頂部において、導管(3) に
よって、本質的に溶媒が負荷された気相を排出する。実
質的に溶媒が除去されているが、ガスによってエントレ
インされなかった腐食防止添加剤の大部分をなお含んで
いる水相は、接触帯域（Ｇ１）から導管(2) を経て出
て、分離器（Ｓ１）に入る。ここで水は、腐食防止添加
剤から分離される。溶媒および腐食防止添加剤がほとん
ど全部除去された水は、（Ｓ１）から導管(40)を経て出
る。腐食防止添加剤は、（Ｓ１）から導管(41)を経て出
て、ポンプ（Ｐ４）によって再び取られ、導管(42)を経
て導管(3) に送られ、接触帯域（Ｇ１）から来て導管
(3) 内を流れるガスと再混合されて、処理ターミナルま
でのガスの輸送の間、腐食を防止する。分離器（Ｓ１）
は、異なる型のもの、例えば合体器(coalesceur)、デカ
ンタ、抽出器、蒸溜器、遠心分離器であってもよい。If the corrosion-inhibiting additive is dispersible in water, if the boiling temperature is higher than that of water, the additive can be recovered and is shown in the scheme of FIG. To be recirculated. According to this scheme, natural gas from the top of the production well arrives via conduit (1). This gas is contacted in the contact zone (G 1 ) with a mixture of water, a hydrate-preventing solvent and a corrosion-inhibiting additive coming from the conduit (4). At the top, the gas phase, essentially loaded with solvent, is discharged by means of a conduit (3). The aqueous phase, which has been substantially freed from the solvent but still contains the majority of the corrosion inhibiting additive which has not been entrained by the gas, leaves the contact zone (G 1 ) via conduit (2) and Enter the separator (S 1 ). Here, the water is separated from the corrosion inhibiting additives. The water, from which solvent and corrosion inhibitors have been almost completely removed, leaves (S 1 ) via conduit (40). The corrosion inhibitor additive exits (S 1 ) via conduit (41), is again taken by pump (P 4 ) and is sent via conduit (42) to conduit (3) in the contact zone (G 1 ). Conduit coming from
(3) Remixed with the gas flowing inside to prevent corrosion during transportation of the gas to the processing terminal. Separator (S 1 )
May be of different types, eg coalescers, decanters, extractors, distillers, centrifuges.
【００４３】処理ターミナルにおいて、ガスの最も重質
な炭化水素の抽出に必要な冷却温度は、ガスの圧力およ
び所望の回収率による。この温度は、ガスの圧力例えば
0.1〜25 MPa、好ましくは0.2 〜10 MPaの場合、例えば
＋10〜−60o Ｃ、好ましくは−10〜−40o Ｃであっても
よい。この冷却は、外部冷却サイクル、あるいは他の手
段、例えばタービンまたは減圧バルブ内のガスの減圧に
よって行なわれることができる。At the processing terminal, the cooling temperature required to extract the heaviest hydrocarbons of the gas depends on the gas pressure and the desired recovery. This temperature is, for example, the pressure of the gas
In the case of 0.1 to 25 MPa, preferably 0.2 to 10 MPa, it may be, for example, +10 to −60 ° C., preferably −10 to −40 ° C. This cooling can be done by an external cooling cycle, or by other means, such as depressurizing the gas in the turbine or pressure reducing valve.
【００４４】冷却工程(c) から出る脱水されたガスを、
補足処理の対象にしてもよい。特に、含まれている酸性
ガスを少なくとも一部除去することが必要であることも
あろう。この場合、充填物(garanissage) またはタナ段
を有する塔で、向流でガスの洗浄を実施して、水和物の
形成を防止するために使用されるものと同じ溶媒、例え
ばメタノールを、低温で用いることも有利である。従っ
てこの洗浄帯域を出る溶媒は、圧力低下および／または
加熱によって再生され、かつ再循環されてもよい。少な
くとも一部脱水され、かつ脱酸されたガスが抜出され
る。The dehydrated gas leaving the cooling step (c) is
It may be a target of supplementary processing. In particular, it may be necessary to remove at least some of the acid gas contained. In this case, the same solvent used to prevent the formation of hydrates is carried out in a column with a garanissage or a Tana stage in a countercurrent scrubbing of the gas, e.g. methanol. Is also advantageous. Thus, the solvent exiting this wash zone may be regenerated and recycled by pressure reduction and / or heating. At least part of the dehydrated and deoxidized gas is extracted.
【００４５】当業者に知られた様々な装置を、この方法
の種々の工程を実施するために使用することができる。Various equipment known to those skilled in the art can be used to carry out the various steps of the method.
【００４６】特に、工程(a) の間に用いられる接触帯域
は、タナ段付きの塔、または充填物を備える塔を用いて
製作されることができる。種々の充填物を用いることが
できる。特に、接触帯域内に規則的に配列される、いわ
ゆる「構造化」充填物である。同様に、接触塔の内径に
等しい直径の円筒状緩衝物の形態に組立てられた金網か
らなる充填物を用いてもよいであろう。In particular, the contact zone used during step (a) can be made using a tana staged column or a column with packing. Various packings can be used. In particular, so-called "structured" packings, which are regularly arranged in the contact zone. Similarly, a packing consisting of wire mesh assembled in the form of a cylindrical buffer with a diameter equal to the inner diameter of the contact tower could be used.
【００４７】液相と気相とのこのような接触を行なうこ
とができる、当業者に知られたその他のあらゆる装置も
同様に使用できる。このような装置は、例えば遠心接触
器からなっていてもよい。ここでは、容積の小さい接触
装置を製作するために、２つの相の向流の流れは、重力
の作用ではなく、遠心力の作用で行なわれる。Any other device known to those skilled in the art which is capable of effecting such contact between the liquid phase and the gas phase can be used as well. Such a device may comprise, for example, a centrifugal contactor. Here, in order to produce a contact device with a small volume, the countercurrent flow of the two phases takes place by the action of centrifugal force, not by the action of gravity.
【００４８】[0048]
【実施例】本発明による方法は、下記の実施例によって
示されることができる。EXAMPLES The method according to the invention can be illustrated by the following examples.
【００４９】実施例１ この実施例においては、第１図の図式に従って実施す
る。天然ガスは現場で生産され、これは本発明による方
法に、導管(1) を経て入る。この圧力は7.5 MPa（絶
対）であり、温度は40o Ｃである。組成を表１に示す。
このガスは水飽和している。流量は、123 トン／ｈであ
る。これは3.5 MNｍ3 ／日に相当する。 Example 1 This example is carried out according to the scheme of FIG. Natural gas is produced in situ, which enters the process according to the invention via conduit (1). The pressure is 7.5 MPa (absolute) and the temperature is 40 ° C. The composition is shown in Table 1.
This gas is water saturated. The flow rate is 123 tons / h. This corresponds to 3.5 MNm 3 / day.
【００５０】 これは、接触帯域（Ｇ１）において、導管(4) から来
る、水、水和物の防止溶媒としてのメタノール49.2重量
％、および腐食防止添加剤としてのトリエチルアミン0.
5 重量％からなる混合物245 kg／ｈと接触させられる。
頂部において、導管(3) より、メタノールとトリエチル
アミンが負荷された気相を排出する。底部において、導
管(2) より、0.1 重量％以下のメタノールと、非検知量
のトリエチルアミンとを含む、流量121 kg／ｈの水相を
抜出す。頂部気相を、直径0.25ｍの海底天然ガス輸送管
である導管(3) で、11.2 km の距離を輸送し、これは導
管(5) を経て、受入れターミナルに到着する。ここで
は、天然ガス輸送管内での圧力低下によって、この圧力
は6.95 MPaである。ガスは、熱交換器（Ｅ１）におい
て、本方法の外部の冷却流体によって、−15o Ｃの温度
まで冷却される。この冷却は、ガスの一部凝縮を引起こ
す。導管(6) を経て熱交換器（Ｅ１）から出る冷却され
た混合物は、非凝縮ガス、および一方で水、メタノー
ル、およびトリエチルアミンの混合物の水性液相226 kg
／ｈ、他方で炭化水素液相410 kg／ｈからなる。これら
３つの相は、デカンテーションタンク（Ｂ１）内で、実
質的にターミナルでの受入れ圧力に等しい圧力で分離さ
れる。非凝縮ガスは、導管(10)によって抜出される。炭
化水素液相は、導管(8) によって抜出され、これに、導
管(11)内を流れる、メタノール19 kg ／ｈと、トリエチ
ルアミン0.02 kg ／ｈからなる補給が加わる。これはポ
ンプ（Ｐ１）によって再び取られ、圧力8.0.MPa で、海
底天然ガス輸送管に沿って配置された導管(9) によって
生産現場の方へ再送され、ここには、これは導管(4) を
経て到着し、再循環される。[0050] It comes from the conduit (4) in the contact zone (G 1 ) with water, 49.2% by weight of methanol as a hydrate-preventing solvent, and triethylamine 0.
It is contacted with 245 kg / h of a mixture of 5% by weight.
At the top, the gas phase loaded with methanol and triethylamine is discharged via conduit (3). At the bottom, an aqueous phase with a flow rate of 121 kg / h containing 0.1% by weight or less of methanol and a non-detectable amount of triethylamine is withdrawn from the conduit (2). The top gas phase is transported over a distance of 11.2 km in a conduit (3), which is a 0.25 m diameter seabed natural gas transport pipe, which arrives at the receiving terminal via conduit (5). Here, this pressure is 6.95 MPa due to the pressure drop in the natural gas pipeline. The gas is cooled in the heat exchanger (E 1 ) by a cooling fluid external to the process to a temperature of −15 ° C. This cooling causes some condensation of the gas. The cooled mixture leaving the heat exchanger (E 1 ) via conduit (6) is a non-condensable gas, and on the other hand 226 kg of an aqueous liquid phase of a mixture of water, methanol and triethylamine.
/ H, on the other hand, a hydrocarbon liquid phase of 410 kg / h. These three phases are separated in the decantation tank (B 1 ) at a pressure substantially equal to the receiving pressure at the terminal. Non-condensed gas is withdrawn by conduit (10). The hydrocarbon liquid phase is withdrawn by means of the conduit (8), to which is supplemented a flow of 19 kg / h of methanol and 0.02 kg / h of triethylamine flowing in the conduit (11). It is again taken by the pump (P 1 ) and at a pressure of 8.0.MPa is retransmitted towards the production site by means of a conduit (9) arranged along the seabed natural gas transport pipe, where it is It arrives via 4) and is recycled.
【００５１】[0051]
【発明の効果】本発明によれば、いくつかの添加剤（水
和物の形成防止剤および腐食防止剤）を回収することが
でき、かつ生産井の頂部の方へ再循環することができ
る。これによって添加剤の消費を非常に大巾に減じるこ
とができ、従ってガスの生産コストを減らすことができ
る。INDUSTRIAL APPLICABILITY According to the present invention, several additives (hydrate formation inhibitor and corrosion inhibitor) can be recovered and recycled to the top of the production well. .. This makes it possible to reduce the consumption of additives to a very large extent and thus to reduce the production costs of the gas.
【００５２】ターミナルでの輸送後にガスに対して実施
される処理の際に、これらの添加剤が積極的な役割をも
果たし、これによって他の添加剤の使用を避けることが
できる。During the treatment carried out on the gas after transportation at the terminal, these additives also play a positive role, whereby the use of other additives can be avoided.
【００５３】本発明による方法は、これらの抗水和物お
よび／または耐腐食性添加剤の新規使用に対応し、これ
によって添加剤の再循環が可能になる。The process according to the invention corresponds to the new use of these anti-hydrate and / or corrosion-resistant additives, which makes it possible to recycle the additives.
【図１】本発明の実施例を示すフローシートである。FIG. 1 is a flow sheet showing an example of the present invention.
【図２】本発明の実施例を示すフローシートである。FIG. 2 is a flow sheet showing an example of the present invention.
【図３】４つの井戸と中央処理プラットフォームを用い
て操作を行なう生産図式を表わす概略図である。。FIG. 3 is a schematic representation of a production scheme operating with four wells and a central processing platform. ..
【図４】凝縮物を含むガスの予備処理を示すフローシー
トである。FIG. 4 is a flow sheet showing pretreatment of gas containing condensate.
【図５】凝縮物を含むガスの予備処理の変形例を示すフ
ローシートである。FIG. 5 is a flow sheet showing a modification of the pretreatment of gas containing condensate.
【図６】特別な耐腐食性添加剤を用いた他の実施態様を
示すフローシートである。FIG. 6 is a flow sheet showing another embodiment with a special corrosion resistant additive.
フロントページの続き (72)発明者 ジヤン・クロード・コラン フランス国ヴエルヌイエ（78540）・リ ユ・アグリツパ・ドビニエ・マルサンヴア ル 10番地 (72)発明者 アリ・マンキネン フランス国サン・ノム・ラ・ブルテシユ （78860）・レ・ポロニア ６番地 (72)発明者 アレクサンドル・ロジエ フランス国リユエイユ・マルメゾン （92500）・リユ・アレクサンドル・デユ マ 52番地Front page continuation (72) Inventor Jijan Claude Koran Vuelneuier, France (78540) Rilleu Agritpa de Vinje Marsantval 10 (72) Inventor Ali Mankinen, Saint-Nome-la-Brutecille, France (72) 78860) ・ Le Polonia 6 (72) Inventor Alexandre Rozier France Lieuil Malmaison (92500) ・ Ruille Alexandre de Yuma 52
Claims (22)
て、下記工程： (a) 適切な接触条件下において、少なくとも１つの生産
井から出る前記ガスの少なくとも一部と、少なくとも一
部再循環（下記工程(e) ）から来る液相であって、かつ
水と少なくとも１つの抗水和物添加剤とを同時に含む液
相とを、少なくとも１つの接触帯域において接触させ、
前記添加剤は、水とは異なる、通常は液体の非炭化水素
化合物であり、前記化合物は少なくとも一部水と混和
し、純粋状態でまたは共沸混合物形態で、水の気化温度
より低い温度で気化し、前記再循環液相と比較して添加
剤プアになった水性液相と、添加剤が負荷された気相と
を得るようにする工程、 (b) 添加剤が負荷された前記気相を、少なくとも１つの
熱交換帯域の方へ、導管で輸送する工程、 (c) 適切な条件下において、工程(b) から来る前記気相
を、熱交換帯域で冷却して、これを一部凝縮し、かつ非
凝縮ガスを得るようにし、得られた凝縮物は、少なくと
も１つの水相を含み、これは前記添加剤の少なくとも一
部を含むものである工程、 (d) 適切な条件下において、分離帯域で、非凝縮ガスか
ら水相を分離し、前記非凝縮ガスを抜出す工程、 (e) 水相を他の導管で接触帯域の方へ輸送して、これを
工程(a) に再循環する工程、 からなることを特徴とする方法。1. A method of transporting and treating natural gas, comprising the steps of: (a) at least a portion of said gas exiting at least one production well under suitable contact conditions and at least a portion of said gas (the following steps: contacting a liquid phase from (e)), which simultaneously comprises water and at least one anti-hydrate additive, in at least one contact zone,
The additive is a non-hydrocarbon compound, which is different from water and is usually a liquid, which is at least partially miscible with water, in pure form or in the form of an azeotrope, at a temperature below the vaporization temperature of water. Vaporizing to obtain an aqueous liquid phase that has become an additive poor compared to the recirculating liquid phase, and a gas phase loaded with the additive, (b) the gas loaded with the additive Conduiting the phase towards at least one heat exchange zone, (c) under suitable conditions, the gas phase coming from step (b) is cooled in the heat exchange zone to give Partially condensing and obtaining a non-condensed gas, the condensate obtained comprising at least one aqueous phase, which comprises at least part of said additives, (d) under suitable conditions , Separating the aqueous phase from the non-condensable gas in the separation zone and extracting the non-condensed gas And (e) transporting the aqueous phase to the contact zone by another conduit and recycling it to step (a).
量割合が、10〜70％好ましくは20〜50％である、請求項
１による方法。2. The process according to claim 1, wherein the weight percentage of antihydrate additive in the recirculating liquid phase is 10-70%, preferably 20-50%.
の非炭化水素化合物である、少なくとも１つの耐蝕性添
加剤をさらに含む再循環液相とを接触させ、前記化合物
は少なくとも一部水と混和し、あるいは水中に分散可能
であり、純粋状態でまたは共沸混合物形態で、水の気化
温度より低い温度で気化する、請求項１による方法。3. Contacting said gas with a recirculating liquid phase further comprising at least one anticorrosion additive, which is a non-hydrocarbon compound, usually liquid, different from water, said compound being at least partly The process according to claim 1, wherein the process is miscible with water or dispersible in water and vaporizes in the pure state or in the form of an azeotrope below the vaporization temperature of water.
の非炭化水素化合物である、少なくとも１つの耐蝕性添
加剤をさらに含む再循環液相とを接触させ、前記化合物
は、水中に分散可能である方法であって、これは、補助
分離工程によって、適切な分離条件下で、工程(a) を出
た水相から分離され、かつ工程(a) を出た気相と再混合
される、請求項１による方法。4. Contacting said gas with a recirculating liquid phase further comprising at least one anticorrosion additive, which is a non-hydrocarbon compound, usually liquid, different from water, said compound being in water. A process that is dispersible, which is separated from the aqueous phase exiting step (a) and remixed with the gas phase exiting step (a) under suitable separation conditions by an auxiliary separation step. The method according to claim 1, wherein
おりである、請求項３または４による方法： −耐蝕性添加剤0.1 〜５％、好ましくは0.3 〜１％、 −抗水和物添加剤10〜70％、好ましくは20〜50％、 −水29.9〜89.9％、好ましくは49.7〜79.7％。5. Method according to claim 3 or 4, wherein the weight proportions in the recirculating liquid phase are as follows: -corrosion resistance additive 0.1-5%, preferably 0.3-1% -antihydrate addition Agent 10-70%, preferably 20-50%, water 29.9-89.9%, preferably 49.7-79.7%.
る、再循環液相の割合が、0.05〜５重量％、好ましくは
0.1 〜１％であり、温度が実質的に20〜100 o Ｃ、圧力
が0.1 〜25 MPaである、請求項１〜５のうちの１つによ
る方法。6. The ratio of the recirculating liquid phase to the weight flow rate ratio of the gas discharged from the well is 0.05 to 5% by weight, preferably
Process according to one of the preceding claims, wherein the temperature is between 0.1 and 1%, the temperature is substantially between 20 and 100 ° C and the pressure is between 0.1 and 25 MPa.
素液相とを含み、炭化水素相は、工程(d) の間にデカン
テーションによって水相から分離され、かつ排出される
ことを特徴とする、請求項１〜６のうちの１つによる方
法。7. During step (c), the condensate comprises an aqueous phase and a hydrocarbon liquid phase, the hydrocarbon phase being separated from the aqueous phase by decantation during step (d) and discharged. Method according to one of claims 1 to 6, characterized in that
のフラクションに分割し、前記ガスの第一フラクション
Ａを工程(a) に付し、工程(a) に付されない第二フラク
ションＢを、工程(a) から出る気相と混合することを特
徴とする、請求項１〜７のうちの１つによる方法。8. The gas exiting the production well is divided into at least two fractions, the first fraction A of said gas is subjected to step (a) and the second fraction B not subjected to step (a) is Process according to one of claims 1 to 7, characterized in that it is mixed with the gas phase emerging from (a).
る井戸から生産されること、および工程(a) が少なくと
も２つの異なる接触帯域で実施されること、およびこれ
らの前記接触帯域から出る気相を、工程(b) に付される
前に混合することを特徴とする、請求項１〜８のうちの
１つによる方法。9. The product gas is produced from at least two different wells, and step (a) is carried out in at least two different contact zones, and the gas phase exiting these contact zones is The method according to one of claims 1 to 8, characterized in that they are mixed before being subjected to step (b).
ルプロピルエーテル、エチルプロピルエーテル、ジプロ
ピルエーテル、メチル第三ブチルエーテル、ジメトキシ
メタン、ジメトキシエタン、エタノール、メトキシエタ
ノール、プロパノールからなる群から選ばれる少なくと
も１つの化合物であり、好ましくはこの添加剤がメタノ
ールであることを特徴とする、請求項１〜９のうちの１
つによる方法。10. The anti-hydrate additive is selected from the group consisting of methanol, methylpropyl ether, ethylpropyl ether, dipropyl ether, methyl tert-butyl ether, dimethoxymethane, dimethoxyethane, ethanol, methoxyethanol, propanol. One of claims 1 to 9, characterized in that it is at least one compound, preferably the additive is methanol.
Way by one.
ロピルアミン、ブチルアミン、トリエチルアミン、ジプ
ロピルアミン、エチルプロピルアミン、エタノールアミ
ン、シクロヘキシルアミン、ピリジンモルフォリン(mor
pholine pyrridique) 、エチレンジアミンからなる群か
ら選ばれる少なくとも１つの化合物であることを特徴と
する、請求項３〜10のうちの１つによる方法。11. The corrosion-resistant additive is diethylamine, propylamine, butylamine, triethylamine, dipropylamine, ethylpropylamine, ethanolamine, cyclohexylamine, pyridinemorpholine (mor).
pholine pyrridique), at least one compound selected from the group consisting of ethylenediamine. 11. Process according to one of claims 3 to 10, characterized in that
Ｃ、好ましくは−10〜−40o Ｃであることを特徴とす
る、請求項１〜11のうちの１つによる方法。12. The cooling temperature in step (c) is from +10 to −60 ° C.
Process according to one of claims 1 to 11, characterized in that it is C, preferably -10 to -40 ° C.
を含み、この凝縮物は、工程(a) を実施する前に分離帯
域で分離され、かつ前記分離から生じる気相を接触帯域
に送ることを特徴とする、請求項１〜12のうちの１つに
よる方法。13. The gas exiting the production well comprises a hydrocarbon condensate, which condensate is separated in a separation zone before carrying out step (a) and the vapor phase resulting from said separation is sent to the contact zone. Method according to one of the claims 1 to 12, characterized in that
る気相が、工程(b)を実施する前に再混合されること、
および工程(b) が二相作動状態で(en regimediphasiqu
e)実施されることを特徴とする、請求項13による方法。14. The hydrocarbon condensate and the gas phase leaving step (a) are remixed prior to carrying out step (b).
And step (b) is a two-phase operating condition (en regime diphasiqu
e) The method according to claim 13, characterized in that it is carried out.
工程(b) の間に海底管によって輸送されることを特徴と
する、請求項１〜14のうちの１つによる方法。15. Process according to one of claims 1 to 14, characterized in that step (a) is carried out in the sea and the gas is transported by a submarine tube during step (b).
に含まれる酸性ガスの少なくとも一部を除去するため
に、工程(a) の間に添加剤として用いられる溶媒による
冷間洗浄による補足処理を受けることを特徴とする、請
求項１〜15のうちの１つによる方法。16. The gas leaving step (d) is subjected to cold washing with a solvent used as an additive during step (a) to remove at least a portion of the acid gases contained in said gas. Method according to one of claims 1 to 15, characterized in that it undergoes a supplementary treatment.
特徴とする、天然ガスの輸送および処理装置： −第一端部および第二端部を備える、ガスと少なくとも
１つの添加剤との、加圧下、好ましくは向流での少なく
とも１つの接触閉鎖容器（Ｇ１）、 −輸送手段(3)(5)および／または閉鎖容器の第二端部に
連結された、前記ガスの導入手段(1) 、 −前記液相の再循環手段、および前記閉鎖容器の第一端
部に連結された、少なくとも１つの添加剤を含む水性液
相の導入手段(4) 、 −閉鎖容器の第二端部に連結された水性液相の排出手段
(2) 、 −閉鎖容器（Ｇ１）の第一端部、および加圧下の熱交換
手段（Ｅ１）に連結された、加圧気相の輸送手段(3)
(5)、 −熱交換手段に連結された、処理された非凝縮ガスから
の水性液相の分離手段（Ｂ１）、 −分離手段（Ｂ１）と連結された、処理された非凝縮ガ
スの回収手段(10)、 −分離手段と連結された、水相の抜出し手段(8) 、およ
び −閉鎖容器（Ｇ１）の第一端部に連結された導管を備え
る、抜出し手段に連結された水相の再循環手段（Ｐ１）
(9)(4)。17. A natural gas transport and treatment device, characterized in that it comprises a combination of: a gas and a at least one additive with a first end and a second end; At least one contact closure (G 1 ) under pressure, preferably in countercurrent, means for introducing said gas, connected to the transport means (3) (5) and / or the second end of the closure ( 1),-means for recirculating the liquid phase and means for introducing an aqueous liquid phase containing at least one additive, connected to the first end of the closed container (4),-the second end of the closed container Means for discharging an aqueous liquid phase connected to the section
(2), - the first end of the enclosure (G 1), and connected to the heat exchange means of the pressure (E 1), pressurized gas-phase transport means (3)
(5),-a means for separating the aqueous liquid phase from the treated non-condensable gas, connected to the heat exchange means (B 1 ),-a treated non-condensed gas connected to the separating means (B 1 ) Means (10) for collecting, -means for discharging the aqueous phase (8) connected to the separating means, and-connected to the discharging means comprising a conduit connected to the first end of the closed container (G 1 ). Means for recirculating the water phase (P 1 )
(9) (4).
１）の第二端部に連結された、処理されるガスの第二排
出口(31)、および輸送手段(3)(5)あるいは受入ターミナ
ル(terminal de reception) 、あるいは輸送手段(3)(5)
とこのターミナルとに連結された、炭化水素凝縮物の第
三出口を備える、ガスの導入手段(1)に連結された、凝
縮物を含む天然ガスの分離手段を備える、請求項17によ
る装置。18. A first outlet (30) for a water phase, a closed container (G)
1 ) A second outlet (31) for the gas to be treated, connected to the second end, and a means of transport (3) (5) or a terminal de reception, or a means of transport (3) ( Five)
Apparatus according to claim 17, comprising means for separating the condensate-containing natural gas, which is connected to a means for introducing the gas (1), which comprises a third outlet for the hydrocarbon condensate, which is connected to this terminal.
(5)に連結された添加剤の抜出し出口(41)(42)を備え
る、水性液相の排出手段(2) に連結された、水と添加剤
との補助分離器（Ｓ１）を備える、請求項17または18に
よる装置。19. A water outlet (40) and a transportation means (3).
An auxiliary separator (S 1 ) for water and an additive, which is connected to (5) and is equipped with an outlet (41) (42) for the additive and which is connected to a discharge means (2) for the aqueous liquid phase A device according to claim 17 or 18.
た、添加剤供給手段(11)を備える、請求項16〜19のうち
の１つによる装置。20. Device according to one of claims 16 to 19, comprising an additive supply means (11) connected to the recirculation means (P 1 ) (9) (4).
されたガスの洗浄手段を備える、請求項16〜20のうちの
１つによる装置。21. Device according to one of claims 16 to 20, comprising means for cleaning the treated gas, which is connected to the separating means (B 1 ).
加剤の使用および再生に使用するための、請求項16〜21
のうちの１つによる装置。22. For use in the use and regeneration of additives for the transportation and processing of natural gas, claims 16-21.
A device according to one of the:
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